Atom może napędzić nie tylko polską energetykę, ale również ciepłownictwo i umożliwić większą produkcję wodoru. Problemem mogą okazać się koszty i nieuwzględnienie kogeneracji jądrowej w projekcie strategii energetycznej – pisze Piotr Stępiński, redaktor BiznesAlert.pl.
W połowie stycznia zakończyły się konsultacje przedstawionego w grudniu projektu strategii energetycznej do 2040 roku. Zgodnie z nią do 2043 roku nad Wisłą mają działać elektrownie jądrowe o łącznej mocy 6-9 GW. Natomiast pierwsza energia z atomu miałaby popłynąć do sieci w 2033 roku, kiedy zaplanowano zakończenie budowy pierwszych bloków o łącznej mocy 1-1,5 GW.
Resort energii chce HTGR
Energia jądrowa to nie tylko szansa na zapewnienie zeroemisyjnego źródła pozyskiwania energii, pozwalającego na spełnienie rosnących ambicji unijnej polityki klimatyczno-energetycznej. Od kilku lat trwają w Polsce prace nad możliwością wykorzystania atomu do zasilania w ciepło zakładów przemysłowych, a docelowo gospodarstw domowych. W tym celu rozważane są inwestycje w rozwijanie wysokotemperaturowych reaktorów chłodzonych gazem (HTGR), pozwalających na produkcję czystej energii cieplnej o temperaturze nawet 1000 stopni Celsjusza.
Warto zaznaczyć, że rozwój reaktorów wysokotemperaturowych został również uwzględniony w Strategii Odpowiedzialnego Rozwoju. Zgodnie z nią, do 2020 roku mają potrwać prace nad przygotowaniem budowy pierwszego reaktora HTR o mocy termicznej 200-350 MW, zasilającego instalację przemysłową w ciepło technologiczne. W lipcu 2016 roku minister energii powołał zespół ds. analizy i przygotowania warunków do wdrożenia tej technologii w Polsce. W jego skład weszli nie tylko przedstawiciele resortu, ale i spółek Skarbu Państwa takich jak KGHM, Tauron, PKN Orlen czy Grupa Azoty. Celem prac zespołu jest m.in. analiza: potrzeb polskiej gospodarki, możliwości eksportowych w zakresie technologii HTR oraz kosztów i możliwości współpracy z podmiotami z zagranicy.
Ciepło z atomu dla Polaków?
Według danych resortu energii, 13 największych zakładów chemicznych w Polsce posiada ok. 6,5 GWth mocy wytwórczych ciepła o temperaturze 400-500 stopni Celsjusza. Przykładowo ZE PKN Orlen Płock dysponuje ośmioma kotłami o mocy 2140 MW. Tyle samo kotłów ma Arcelor Mittal (1273 MW). Lotos natomiast ma ich cztery (518 MW). Największą liczbą instalacji dysponuje Grupa Azoty – ponad 20 kotłów o mocy przekraczającej 2300 MW. W skali roku zużywają one 200 TJ ciepła, co odpowiada spaleniu ponad 5 mln ton gazu ziemnego lub oleju opałowego. Według dostępnych szacunków, pozwoliłoby to na redukcję emisji CO2 o 14-17 mln ton rocznie. Dla porównania, w 2017 roku Polska wyemitowała 327 mln ton CO2. Mówimy więc o zmniejszeniu emisji na poziomie 4-5 proc.
HTR to również bezpieczna technologia. Ze względu na brak możliwości stopienia rdzenia nie ma konieczności wyznaczenia strefy bezpieczeństwa, jak ma to miejsce w przypadku wielkoskalowej energetyki jądrowej. Wobec tego wspomniane instalacje HTR mogłyby powstawać w bezpośredniej bliskości zakładów przemysłowych. Umożliwiłoby to produkcję energii i ciepła w skojarzeniu z mniejszą ekspozycją na straty przesyłowe. Budową HTR było żywo zainteresowane m.in. KGHM.
Kogeneracja jądrowa mogłaby się przyczynić do produkcji zeroemisyjnego wodoru. Ponadto, według naukowców z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie, integracja reaktora HTR z cyklem produkcji energii i wodoru może cechować się wysoką efektywnością i doprowadzić do znacznego obniżenia kosztów wytwarzania wodoru, a także emisyjności. Na przykład pozyskiwanie wodoru z gazu powoduje, że przy produkcji jednej cząsteczki wodoru emitowane jest dziewięć cząsteczek CO2. To z kolei oznacza, iż, podobnie jak spółki energetyczne, koncerny paliwowe również są narażone na ekspozycję ze strony rosnących cen uprawnień do emisji CO2. To może mieć dla nich znaczenie, ponieważ część z nich chce zaangażować się w upowszechnienie wykorzystania tego paliwa np. w transporcie, o czym szerzej pisałem w grudniu ubiegłego roku.
Przeszkodą są koszty
Barierą mogą okazać się jednak koszty. Planowany w Polsce reaktor HTGR o mocy 165 MWth ma kosztować 2-2,5 mld złotych. Warunkiem jest jednak stopa dyskontowa na poziomie 4 proc. w perspektywie 20 lat, wtedy koszt pary z reaktora HTGR (36 zł/GJ) byłby porównywalny z kosztem pary z kotła gazowego (36 zł/GJ) i nieco wyższy od kosztów pary z kotła węglowego (35 zł/GJ). Oczywiście koszty budowania kolejnych instalacji wraz z rozwojem technologii powinny być niższe, ale nadal brakuje impulsu i pewności regulacyjnej. Pod koniec stycznia resort energii podpisał z Narodowym Centrum Badań i Rozwoju umowę na wsparcie wdrażania technologii reaktorów wysokotemperaturowych HTGR w Polsce. Opiewa ona na kwotę 18 mln złotych. Choć to pozytywna oznaka, jednak stanowi kroplę w morzu potrzeb. Przypomnijmy, że docelowo w Polsce miałoby powstać 10-20 reaktorów HTGR.
Warto zwrócić uwagę, że reaktory wysokotemperaturowe chłodzone gazem są znane od lat sześćdziesiątych ubiegłego stulecia, ale nadal nie są wykorzystywane w skali przemysłowej. Na świecie wykorzystywanych jest kilkanaście tego typu instalacji, ale mają one głównie charakter badawczy. Na przykład dwa tego typu obiekty działają od 1998 roku w Japonii (HTTR) i od 2000 roku w Chinach (HTR-10). W 2018 roku w Chinach miała zostać oddana elektrownia komercyjna z reaktorami HTGR o mocy 210 MW. Projekt notuje jednak opóźnienie.
W wyścigu po HTGR ambicje zgłasza również Polska, która chce, aby w podwarszawskim Świerku powstał europejski reaktor badawczy o mocy 10 MWth. Pozwoliłoby na zbudowanie w naszym kraju kompetencji, które mogłyby zostać wykorzystane w przyszłości gdyby nad Wisłą powstały bloki o większych mocach. Według zapowiedzi, w lutym ma powstać Centrum, które ma rozpocząć prace nad projektem. Plany są ambitne, ponieważ licencjonowanie reaktora miałoby się rozpocząć już w 2022 roku, a sama budowa ruszyłaby trzy lata później. Natomiast pierwszy, komercyjny reaktor HTGR ma zostać uruchomiony na przełomie 2030-2031 roku. Pytanie, jak na założony harmonogram wpłynie odejście Józefa Sobolewskiego ze stanowiska dyrektora departamentu energetyki jądrowej w Ministerstwie Energii, który od początku nadzorował pracę nad rozwojem HTGR. Czy jego następca również będzie zwolennikiem tego projektu?
Niemniej jednak polskim planom przyglądają się przedstawiciele przemysłu ze Stanów Zjednoczonych i Japonii. Przypomnijmy, że firmy z tych krajów są również rozważane jako potencjalni dostawcy dla budowy pierwszej wielkoskalowej elektrowni jądrowej w Polsce.
Kogeneracja jądrowa w PEP?
HTGR nie zastąpią jednak programu budowy elektrowni jądrowej, ponieważ nie osiągną takich mocy, jak bloki z reaktorami lekkowodnymi i są zbyt drogie. Mogą natomiast funkcjonować jako jego uzupełnienie, które zapewni zeroemisyjną produkcję ciepła. Warto w tym kontekście zastanowić się nad uwzględnieniem kogeneracji jądrowej w projekcie strategii energetycznej do 2040 roku. To mogłoby dać impuls przemysłowi do poważniejszego myślenia o inwestycjach w reaktory wysokotemperaturowe, którego na razie brakuje. Potrzebna jest również nowelizacja prawa atomowego, które obecnie nie zachęca do zaangażowania się w technologie HTGR. W obecnym brzmieniu, podobnie jak duże reaktory, również HTGR musiałyby spełniać wymogi dotyczące strefy bezpieczeństwa. Wobec tego nie mogłyby zostać zlokalizowane w bezpośredniej odległości od zakładów przemysłowych. Z drugiej strony, zgodnie z prawem atomowym (art. 3 pkt. 17), obiektem jądrowym jest m.in. elektrownia jądrowa czy reaktor badawczy.
Jak ostatnio zwracał uwagę w Sejmie prof. Janusz Wrochna z NCBJ, zapisy ustawy czytane wprost nie kwalifikują reaktorów HTGR jako instalacji jądrowej, ponieważ produkują one również ciepło, a nie samą energię, co oznacza, że teoretycznie mogłyby powstawać bez pozwoleń. To pokazuje jak długa jest droga do pokonania.
